特高压变电站设备试验技术湖北

特高压变电站设备试验技术湖北第1页/共111页湖北省送变电工程公司

2012年9月

第一章特高压变电站设备常规试验技术第2页/共111页一、内容简介

荆门站电气设备包括电压等级1000kV特高压设备、500kV交流线路设备以及110kV补偿设备。500kV及以下电气设备交接试验的依据是中华人民共和国GB50150-2006电气装置安装工程电气设备交接试验标准，试验不存在特殊难度。1000kV电气设备交接试验的依据是国家电网公司组织编制并经过审查后正式发布实施的《1000kV晋东南—南阳—荆门特高压交流试验示范工程电气设备交接试验标准》，根据分工，施工单位完成常规试验部分。以下按设备类型逐一介绍特高压设备的试验技术。

1、特高压变压器的试验技术2、1000kVHGIS的试验技术3、1000kVCVT的试验技术4、1000kV避雷器的试验方法第3页/共111页二、技术现状荆门1000kV特高压变电站是晋东南～南阳～荆门特高压交流试验示范工程的重要组成部分，是我国首个特高压示范工程。1000kV设备属首次运用，施工单位承担常规试验的部分，试验方法及流程较500kV设备有较大差异。第4页/共111页三、特高压变压器试验技术3.1特高压变压器结构

1000kV特高压电力变压器电压采用单体式油箱，单体、单相五柱式铁心，单柱容量334MVA，单体容量1000MVA。图11000kV特高压电力变压器外观第5页/共111页三、特高压变压器试验技术3.1特高压变压器结构单相变压器分为变压器本体和调压补偿变压器组成，将调压绕组及补偿绕组安装在一个独立的箱体内与主变箱体隔离，通过套管与主变电气连接。特高压引出线为绕组中部引出，绕组上下两端绝缘水平均为500kV等级。调压方式采用中性点变磁通调压方式，在调压过程中，不仅中压端电压发生变化，且低压绕组电压也将随磁通的变化而发生波动，变压器低压端接有无功补偿绕组，补偿调压过程中低压绕组的电压波动。

图21000kV特高压电力变压器内部结构第6页/共111页3.2试验工艺流程

1000kV电力变压器常规试验分三个部分进行。第一部分主体变压器试验，在主变本体安装就位，热油循环完成后120h进行；第二部分调压补偿变压器试验，在调压补偿变压器安装就位，热油循环完成后120h进行；第三部分整体变压器试验在主体变和调变试验完成后，两者间套管出线连接好后进行。三、特高压变压器试验技术第7页/共111页储油罐新油试验●套管、套管CT试验●破氮前后铁芯及夹件绝缘试验●油循环120h后油试验○●铁芯及夹件绝缘试验○●绕组绝缘电阻和极化指数测量○●电压比测量和绕组极性检定○●绕组直流电阻测量○●绕组及套管的介质损耗因数及电容量测量○●分接开关试验●风扇和油泵电机试验●特殊试验（试验院）投运前消磁试验●倒分接开关后直流电阻测量（调压补偿变）消磁试验○●备注：○主体变与调压变整体进行●主体变与调压变分别进行三、特高压变压器试验技术第8页/共111页3.3试验前的准备工作3.3.1人员准备（1）人员组织准备：根据试验工作的需要，投入5名高压试验人员，具体组织分工如下。序号岗位名称人员数量工作范围1工作负责人1安排单项试验的工作任务，负责单项试验的进度2技术员1试验质量的检验，编制试验方案、管理技术资料3安全员1工作票管理，试验现场的安全监督4试验员2现场试验的具体工作（2）工作负责人填写试验作业工作票，经现场核查无误后，审核批准。（3）工作负责人向所有工作班成员详细交待作业任务、安全措施和安全注意事项、设备状态及人员分工，工作人员清楚明白后，签名确认。三、特高压变压器试验技术第9页/共111页3.3.2仪器仪表准备序号名称规格型号数量单位1介质损耗测量仪AI-6000E1台2直流电阻测量仪33841台3变比测试仪GCBC-31台4互感器变比伏安测试仪XY-T1台5回路电阻测量仪HLDZ-100A1台6消磁仪1台7试验变压器YDQ1台8单臂电桥QJ231台9双臂电桥GJ441台10数字式万用表15B1只11电动摇表BM11D1台12电压表T511块13电流表T691块14调压器YDQ1台三、特高压变压器试验技术第10页/共111页3.3.3技术准备（1）变压器图纸、产品的安装使用说明书审核。确定取油样口的位置、补偿变中性点前CT变比试验穿线位置及方法。（2）编制试验原始记录表格，将出厂例行试验数据、规程规范的标准要求罗列其中，方便过程中比对。（3）编制试验方案，报技术监督单位、监理审批。（4）根据试验方案，计算试验所需的测试线的数量、长度、截面积，并提前准备。三、特高压变压器试验技术第11页/共111页3.3.3现场试验准备（1）检查所需仪器仪表、工器具在校验有效期内。（2）确定试验用交流电源、接地桩位置。（3）根据工期进度需要，配合安装工序合理安排测试时间。三、特高压变压器试验技术第12页/共111页3.3.3测试线及消耗性材料准备序号名称规格型号数量单位1自动空气开关DZ10-1001只2绝缘胶布2卷3绝缘手套1副4绝缘靴1双5绝缘垫板1块6放电棒1只7测试线4mm250米8警示牌5块9安全围栏2米10专用测试线2套11试验线夹10个12取油样针管10只13取油样瓶10只14橡皮管5根15防油防滑手套20双三、特高压变压器试验技术第13页/共111页3.4主要试验步骤及方法3.4.1铁芯及夹件绝缘试验（主体变与调压变分别进行）:

为了控制变压器安装环节，防止变压器多点接地，在变压器安装就位后破氮前、内检后注油前、注油静放后用2500V摇表分别测量主体变与调压变的铁心对夹件，铁芯对地，夹件对地的绝缘电阻，以检查铁心是否一点接地，引出线是否接地。图3试验人员在变压器顶部检查铁芯及夹件绝缘三、特高压变压器试验技术第14页/共111页3.4.2电压比测量和绕组极性检定（先分别进行主体变与调压变试验，连接后再整体进行试验）:1）测量主体变A-Am对1a-1x及Am-AO1对1a-1x的电压比，同时检定变压器绕组的极性是否正确。3）主体变与调压变连接后，测量H.V./M.V.（A-AO/Am-AO，1到9分接），H.V./L.V.（A-AO/a-x，1到9分接），及M.V./L.V.（Am-AO/a-x，1到9分接）的电压比，同时检定变压器绕组的极性是否正确。2）测量调压变a-x/AO2-AO，a-x/a-x2（1到9分接）及a-x2/AO2-AO,AO2-AO/x2-x（1分接、9分接）的电压比，同时检定变压器绕组的极性是否正确。图4试验人员在测量绕组电压比前切换变压器分接档位三、特高压变压器试验技术第15页/共111页3.4.3绕组直流电阻测量（先分别进行主体变与调压变试验，连接后再整体进行）:1）测量主体变高压绕组A-Am,中压绕组Am-AO1，低压绕组a1-x1的直流电阻值，同时准确记录主体变压器的平均油温。2）测量调压变调压绕组AO-AO2（1到9分接）及补偿绕组a-x，a-x2,x2-x的直流电阻值，同时准确记录调压变压器的平均油温。3）测量主体变与调压变连接母线AO1-AO2，x1-x2，a1-a的电阻，同时准确记录环境空气温度。4）主体变与调压变连接后，测量A-Am，A-AO（1到9分接），Am-AO（1到9分接）及a-x的直流电阻值，同时准确记录变压器的平均油温。三、特高压变压器试验技术第16页/共111页3.4.4变压器油试验（主体变与调压变分别进行）:1）在试验前，冲击试验后，感应局放试验后，温升试验前，温升试验中每隔4小时，温升试验后以及空载运行试验后分别进行变压器油色谱分析试验。2）进行变压器油击穿电压，含气量，含水量及90℃时介质损耗试验。3）进行变压器油的物理、化学性能试验。4）进行主体变压器油中颗粒度测量。三、特高压变压器试验技术第17页/共111页3.4.5变压器油试验（主体变与调压变分别进行）:图5试验人员在取油罐油样三、特高压变压器试验技术特高压交直流变压器滤油量大，对油品质要求高。滤油施工在总结各种电压等级变压器油处理经验的基础上，经过不断的实践和研究，形成了特高压变压器油全密封滤油技术。第18页/共111页三、特高压变压器试验技术抽油入罐：变压器油运送到现场后，通过厂方提供的运输油罐——真空滤油机——油罐的工作流程实现。油处理：假设对1#油罐中的油进行处理，可以通过1#油罐——真空滤油机——空油罐，再由空油罐——真空滤油机——1#油罐流程进行，往复循环，直至该油罐中的油处理合格为止。注油：注油应在合格后的总油量达到需要时开始进行。可通过油罐——真空滤油机——变压器的工作流程完成。热油循环：热油循环的工作流程为变压器——真空滤油机——变压器，反复循环，至符合规范要求止。第19页/共111页3.4.6绕组绝缘电阻和极化指数测量（先分别进行主体变与调压变试验，连接后再整体进行）:

使用直流5000V兆欧表测量绕组的绝缘电阻，吸收比和极化指数。绝缘电阻应从15s时读取第一个值，然后从第一分钟起每分钟读取一次，共10次。测试方法及部位同绕组和套管的介质损耗因数及电容量测量。三、特高压变压器试验技术第20页/共111页3.4.7绕组和套管的介质损耗因数及电容量测量（先分别进行主体变与调压变试验，连接后再整体进行）:施加交流试验电压10kV，测量绕组和套管（包括试验抽头和电压抽头）的介质损耗因数及电容量，同时记录变压器的平均油温。1）主体变测量部位如下表：序号L端/测量绕组（高压输出）E端/接地端（Cx输入）1A-Am-AO11a-1x及外壳2A-Am-AO11a-1x31a-1xA-Am-AO1及外壳4A-Am-AO1-1a-1x外壳三、特高压变压器试验技术第21页/共111页3.4.8绕组和套管的介质损耗因数及电容量测量（先分别进行主体变与调压变试验，连接后再整体进行）:2）调压变测量部位如下表：序号L端/测量绕组（高压输出）E端/接地端（Cx输入）1AO2-AOa＋x2＋x及外壳2a-x2-xAO2-AO及外壳3AO2-AO-a-x2-x外壳3）主体变与调压变连接后，测量部位如下表：序号L端/测量绕组（高压输出）E端/接地端（Cx输入）1H.V.＋M.V.L.V.+G2H.V.＋M.V.L.V.3L.V.H.V.＋M.V.+G4H.V.＋M.V.＋L.V.G图6试验人员进行绕组连同套管的介损及电容量测量三、特高压变压器试验技术第22页/共111页3.4.9油箱的密封试验:

采用从呼吸器管道向油枕气囊充氮气加压的方法。拆卸储油柜呼吸器，在主体储油柜呼吸口上连接氮气瓶，缓慢充入氮气并监视压力表压力，氮气压力为从油枕油面对箱盖的压力和输入干燥空气的压力之和0.03MPa，试验持续时间为24h。检查连接点、焊点有无渗漏油位置。三、特高压变压器试验技术图7油箱密封试验示意图第23页/共111页3.4.10无励磁分接开关试验调压变压器装配完成后，变压器不励磁，完成8个操作循环。三、特高压变压器试验技术第24页/共111页3.4.111000kV套管试验

三、特高压变压器试验技术1000kV变压器高压套管为进口意大利产套管，高约17m，除试验端子外，均带有抽压端子。电压抽头是从电容芯子的一个导电层上引出的,引出端子与导电层之间的绝缘结构,是一针电极插入另一电极(同心圆电极),其电场极不均匀。为了保证在工作电压下不发生有害局放,对其绝缘结构要慎重考核。

第25页/共111页3.4.121000kV套管试验

三、特高压变压器试验技术图81000kV主变高压套管安装图91000kV高抗高压套管就位第26页/共111页3.4.121000kV套管试验

三、特高压变压器试验技术1、电容量及介损测量：在10kV试验试验电压下，主绝缘电容量变化差值小于±5%，抽压端次外层屏电容量及介损与出厂值比较无明显变化。2、套管绝缘电阻测量：分别测量主绝缘、末屏对法兰、抽压对法兰的绝缘电阻。其值分别大于10000MΩ，大于1000MΩ，大于2000MΩ。3、套管测量端子工频耐压试验：抽头施加3kV（有效值），60s无闪络。试验方法可行，各项试验数据结果达到标准。第27页/共111页3.4.13套管CT试验

套管CT的试验项目包括CT变比和极性检查；直流电阻测量；伏安特性测量；二次绕组工频耐压试验。图10试验人员在进行CT变比极性检查图11配合试验院人员进行CT励磁特性试验三、特高压变压器试验技术第28页/共111页3.4.14特殊试验配合工作

试验院在进行变压器长时感应耐压带局部放电试验时，配合封CT二次端子、配合摆放试验设备、配合试验过程中的安全监护等。图12变压器在进行局放试验前的准备工作三、特高压变压器试验技术第29页/共111页3.51000kV断路器结构1000kVHGIS断路器机构为液压弹簧操作机构，是集碟簧的机械式储能与液压式的驱动和控制于一体。机构的外壳由抗气候作用的塑料制成，外壳的两半部分可通过松开连接螺栓从机构上拆卸下来，方便现场试验。三、1000kVHGIS试验技术图131000kVHGIS外观第30页/共111页3.51000kV断路器结构碟簧力直接作用于储能活塞。通过储能活塞把由弹簧力和弹簧行程表示的机械能转换成由压力和体积表示的液压能。通过高油压储能活塞和工作油缸之间的能量传输，使操作机构能进行快速的合分闸操作。此操作机构是在圆周方向上把液压储能、充压、控制和监测模块安装在工作模块上。低压油缸、工作模块和碟簧柱则在轴向上装在一起，开关间隔的连线通过插接式插头来实现。开关位置指示器的尺寸较大，通过工作活塞杆驱动来显示开关的位置。三、1000kVHGIS试验技术图14断路器操作机构结构第31页/共111页3.6试验工艺流程

1、1000kVHGIS新气到货后，对新气进行水分检测，并按10%的比例抽检SF6气体成分。2、为保证荆门工程现场安装的质量，根据产品现场安装顺序，采取分段测量的方式测量主回路电阻。

3、拼装CT前，应提前完成CT的变比、极性及励磁特性试验。

4、拼装完成后，将所有对接法兰面进行包扎，24h后进行SF6气体泄漏试验及SF6水分试验。

5、确认试验数据合格后，方可进行断路器操作试验、隔离开关、接地开关操作试验。

6、主回路绝缘试验前，完成整体回路电阻试验。三、1000kVHGIS试验技术第32页/共111页SF6新气检测CT变比、极性、励磁特性试验分段拼装期间回路电阻检查SF6密度继电器校验SF6水分试验断路器操作试验隔离开关、接地开关试验回路电阻试验充气后、试验前的检查辅助控制回路工频耐压试验主回路绝缘试验的配合SF6气体泄漏试验三、1000kVHGIS试验技术3.6试验工艺流程第33页/共111页3.7试验前的准备工作3.7.1人员准备（1）人员组织准备：根据试验工作的需要，投入4名高压试验人员，具体组织分工如下。序号岗位名称人员数量工作范围1工作负责人1安排单项试验的工作任务，负责单项试验的进度2技术员1试验质量的检验，编制试验方案、管理技术资料3安全员1工作票管理，试验现场的安全监督4试验员1现场试验的具体工作（2）工作负责人填写试验作业工作票，经现场核查无误后，审核批准。（3）工作负责人向所有工作班成员详细交待作业任务、安全措施和安全注意事项、设备状态及人员分工，工作人员清楚明白后，签名确认。三、1000kVHGIS试验技术第34页/共111页3.7.2仪器仪表准备序号名称规格型号数量单位1互感器变比伏安测试仪XY-T1台2回路电阻测量仪HLDZ-2218E1台3试验变压器YDQ1台4单臂电桥QJ231台5双臂电桥GJ441台6数字式万用表15B1只7电动摇表BM11D1台8电压表T511块9电流表T691块10调压器YDQ1台11SF6气体密度继电器校验仪HZMJ-2A1台12高精度SF6气体检漏仪COP351台13高压开关分合闸电源DP10001台14断路器机械特性测量仪TM16001台三、1000kVHGIS试验技术第35页/共111页3.7.3技术准备

（1）HGIS产品的安装使用说明书审核。确定CT变比极性测试方案、确定断路器特性试验、隔离开关、接地开关特性试验方法。（2）编制试验原始记录表格，将出厂例行试验数据、规程规范的标准要求罗列其中，方便过程中比对。三、1000kVHGIS试验技术第36页/共111页3.7.4现场试验准备（1）检查所需仪器仪表、工器具在校验有效期内。（2）确定试验用交流电源、接地桩位置。（3）根据工期进度需要，配合安装工序合理安排测试时间。三、1000kVHGIS试验技术第37页/共111页3.7.5测试线及消耗性材料的准备序号名称规格型号数量单位1自动空气开关DZ10-1001只2绝缘胶布5卷3绝缘手套1副4绝缘靴1双5绝缘垫板1块6放电棒1只7测试线4mm250米8警示牌5块9安全围栏3米10专用测试线2套11试验线夹20个12防尘防潮罩2个13无水酒精1瓶14擦拭布若干块三、1000kVHGIS试验技术第38页/共111页3.8主要试验步骤及方法3.8.1CT变比极性、励磁特性测量：

（1）由厂家提供专用支架，将CT放置于支架上并置于防尘防潮罩中，打开CT两侧保护罩，将通流铜牌悬空穿过CT，通过注流的方法测量CT的变比极性；（2）变比极性试验完成后，撤出通流铜牌，将测试线夹于CT二次绕组端子上，测量CT励磁特性。图15试验人员在进行1000kVHGISCT变比极性测量三、1000kVHGIS试验技术第39页/共111页3.8.2SF6气体泄漏试验

在装配现场用塑料薄膜将壳体上法兰连接部位包封起来。充入额定压力的SF6气体搁置8h以上，用检漏仪测量包容区内的SF6气体含量。检漏仪测量单位μL/L。

判定标准：年漏气率小于0.5%。

图16检漏前将法拉连接部位包扎24小时三、1000kVHGIS试验技术第40页/共111页3.8.2SF6气体泄漏试验漏气量：Q=(V1×M/T)×10-6年漏气率：q=365×24×Q×100/(P+1.03)×V2其中式中：Q——漏气量，l/h；V1——被检查设备和塑料薄膜之间的体积，l；M——气体检漏仪读数所对应的浓度，μL/L；T——塑料薄膜包封时间，h；q——年漏气率；P——额定气压，kg/cm2；V2——气室体积，l。三、1000kVHGIS试验技术第41页/共111页3.8.3SF6气体水分含量测量：（1）在新SF6气体充入设备之前先测量其水分含量，要求应不大于8μL/L（重量比）（相当于体积比为64μL/L）。并按10%的抽检比率进行纯度分析。（2）设备内SF6气体中水分含量的测量应在气体充入48h后进行。（3）测试前打开封盖，用干燥的擦拭布将逆止阀部位擦干净，避免接头处的水分或灰层通过气管进入仪器。

图17试验人员在对CT气室进行含水量测量判定标准：断路器气室：应小于150μL/L；其他气室：应小于250μL/L。三、1000kVHGIS试验技术第42页/共111页3.8.4机械操作试验1000kVHGIS断路器试验项目包括：（1）安装后的检查（2）分、合闸线圈试验（3）流体压力特性测量（4）操作压力损耗值测量（5）时间参量的测量（5）机械操作试验（6）操动机构储能时间测量（7）最低动作电压测量（8）特定操作的检查图18试验人员在进行断路器流体压力损耗测量试验三、1000kVHGIS试验技术第43页/共111页3.8.4机械操作试验其中流体压力特性测量、操作压力损耗值测量、特定操作的检查3个项目，由于机构未设置压力表，所以通过测量操作压力对应的位移来实现。1000kV断路器安装后的检查，分、合闸线圈试验、时间参量的测量、机械操作试验、操动机构储能时间测量、最低动作电压测量与500kV及以下断路器试验方法相同。三、1000kVHGIS试验技术第44页/共111页3.8.4机械操作试验（1）时间参量的测量（2）机械操作试验1000kVHGIS隔离开关、接地开关试验项目包括：图19试验人员在进行隔离开关时间特性测量试验三、1000kVHGIS试验技术第45页/共111页3.8.5主回路电阻测量（1）为保证荆门工程现场安装的质量，根据产品现场安装顺序，在安装过程中采取分段测量的方式测量主回路电阻；（2）为了便于与工厂测量的数值相比较，测量回路及测量方法和工厂内的测量回路及方法相同；主回路电阻的测试流程：（3）在整体设备安装完成后，从接地开关处通流，再依次分段测量整体的回路电阻。三、1000kVHGIS试验技术第46页/共111页3.8.5主回路电阻测量

合上待测回路上的隔离开关、断路器及接地开关；从接地开关上移开接地板后，接上测量线；通以不小于300A的直流，测量接地开关两端间的电阻；比较现场测量值与工厂测量值。判定标准：现场测量值应不超过工厂测量值的20%。A、B、C三相对应位置范围内的主回电阻值误差不超过10%。主回路电阻的测试方法：（HGIS组装完成后）图20从接地板注入电流测量主回路电阻三、1000kVHGIS试验技术第47页/共111页3.8.6主回路绝缘试验及配合（1）绝缘电阻测量：使用一只1000V或2000V兆欧表测量主回路（断路器、隔离开关、接地开关、母线等）对地的绝缘电阻值。可直接从GIS的导电杆处测量主回路的绝缘电阻值，也可利用接地系统测量。判定标准：主回路1000MΩ以上。（2）配合耐压试验：试验院在进行HGIS耐压试验时，配合封CT二次端子、配合摆放试验设备、配合试验过程中的安全监护等。图21试验设备已就位，清场准备中三、1000kVHGIS试验技术第48页/共111页3.91000kVCVT三、1000kVCVT试验技术1、500kV及以下电容式电压互感器一般为叠装式，耦合电容的高压下节与中压都在电容器最下节，而1000kV电容式电压互感器中压连线可以断开，对现场额定电压下测量中压臂电容的电容量和介损量具有重要意义。

2、误差调节端子外置。由于特高压CVT误差特性受杂散(分布)电容影响较大,现场安装后的误差测量数据和例行(出厂)试验数据存在一些差异,将调节端子置于电磁单元箱体外侧,方便了现场调试。1000kVCVT结构与500kV及以下电容式电压互感器的结构有较大变化。第49页/共111页3.9CVT结构图221000kVCVT外观图231000kVCVT结构三、1000kVCVT试验技术第50页/共111页3.10试验工艺流程电磁单元器一、二次绕组直流电阻测量电磁单元的绝缘电阻测量检查电磁单元的绕组接线和变比试验耦合电容器的交流耐压试验准确度（误差）试验阻尼器检查耦合电容器极间绝缘电阻测量耦合电容器低压端对地绝缘电阻测量耦合电容器低压端对地电容值及tanδ耦合电容器渗漏油检查电磁单位密封性检查三、1000kVCVT试验技术第51页/共111页3.11试验前的准备工作3.11.1人员准备（1）人员组织准备：根据试验工作的需要，投入4名高压试验人员，具体组织分工如下。序号岗位名称人员数量工作范围1工作负责人1安排单项试验的工作任务，负责单项试验的进度2技术员1试验质量的检验，编制试验方案、管理技术资料3安全员1工作票管理，试验现场的安全监督4试验员1现场试验的具体工作（2）工作负责人填写试验作业工作票，经现场核查无误后，审核批准。（3）工作负责人向所有工作班成员详细交待作业任务、安全措施和安全注意事项、设备状态及人员分工，工作人员清楚明白后，签名确认。三、1000kVCVT试验技术第52页/共111页3.11.2仪器仪表准备序号名称规格型号数量单位1介质损耗测量仪AI-6000E1台2直流电阻测量仪33841台3变比测试仪GCBC-31台4单臂电桥QJ231台5双臂电桥GJ441台6数字式万用表15B1只7电动摇表BM11D1台8电压表T511块9电流表T691块10试验变压器1台11调压器1台三、1000kVCVT试验技术第53页/共111页3.11.3技术准备（1）CVT产品的安装使用说明书及出厂试验报告审核。选择合适的外高压电源。（2）编制试验原始记录表格，将出厂例行试验数据、规程规范的标准要求罗列其中，方便过程中比对。三、1000kVCVT试验技术第54页/共111页3.11.4现场试验准备（1）检查所需仪器仪表、工器具在校验有效期内。（2）确定试验用交流电源、接地桩位置。（3）根据工期进度需要，配合安装工序合理安排测试时间。三、1000kVCVT试验技术第55页/共111页3.11.5测试线及消耗性材料的准备序号名称规格型号单位数量1自动空气开关DZ10-100只12绝缘胶布卷53绝缘手套副14绝缘靴双15绝缘垫板块16放电棒只17测试线4mm2米308警示牌块29安全围栏米210专用测试线套111试验线夹个5三、1000kVCVT试验技术第56页/共111页3.12主要试验步骤及方法3.12.1电磁单元器一、二次绕组、阻尼器直流电阻、绝缘电阻测量

1）测量直流使用电工式电桥，中间变压器二次绕组及阻尼器的直流电阻应使用双臂电桥测量。

2）中间变压器各绕组、补偿电抗器及阻尼器的直流电阻均应测量，其中中间变压器一次绕组和补偿电抗器绕组直流电阻可一并测量。

3）测量绝缘电阻使用2500V电动兆欧表。

4）电容式电压互感器在投入前应检查阻尼器已接入规定的二次绕组的端子。三、1000kVCVT试验技术第57页/共111页3.12.2检查电磁单元的绕组接线和变比及误差试验

1）误差试验前，使用变压器变比极性测试仪测量CVT的变比。

2）试验院在进行CVT误差试验时，配合摆放试验设备、配合试验过程中的安全监护等。图24CVT误差试验时配合接线三、1000kVCVT试验技术第58页/共111页3.12.3电磁单元的交流耐压1)使用调压器及变压器给被试品加压；2)用电压表在变压器低压侧监视电压；3)缓慢升压，升到试验电压后开始计时，1min后五闪络，降压回零；4)给被试品充分放电三、1000kVCVT试验技术第59页/共111页3.12.4电容分压器试验绝缘电阻测试：（1）电容分压器极间绝缘电阻测量，使用5000V兆欧表在常温下的绝缘电阻应不低于10000MΩ；（2）电容分压器低压端对地绝缘电阻，使用2500V电动兆欧表测量，绝缘电阻测量后充分放电；三、1000kVCVT试验技术电容量及介质损耗角测试：（3）电容值及tanδ，使用介质损耗测量仪进行测量，由上至下逐节测量分压电容C1及中压电容C2，试验电压10kV。第60页/共111页3.13试验流程直流参考电压及泄漏电流试验避雷器监测器检验全电流和阻性电流试验（试运或运行时）避雷器元件绝缘电阻测量底座绝缘电阻测量（1）避雷器元件安装前，分节测量其绝缘电阻；（2）在避雷器底座安装完成后，测量其绝缘电阻；（3）在避雷器全部安装完成、均压罩安装完成后，测量其直流参考电压及泄漏电流；（4）在避雷器监测器安装前，对每个监测器进行检验。三、1000kV避雷器试验技术第61页/共111页3.14试验前的准备工作（1）人员组织准备：根据试验工作的需要，投入2名高压试验人员。（2）仪器仪表及消耗性材料准备：5000V兆欧表1块三、1000kV避雷器试验技术第62页/共111页3.15主要试验步骤及方法1、避雷器元件、底座绝缘电阻绝缘电阻测量：（1）避雷器元件的绝缘电阻采用5000V兆欧表，测得的绝缘电阻不小于2500MΩ；（2）底座绝缘采用2500V兆欧表，测得的绝缘电阻不小于2000MΩ。2、配合试验院测量直流参考电压及泄漏电流图25试验人员及车辆在配合试验院接线三、1000kV避雷器试验技术第63页/共111页四、先进性和创新点1、去剩磁：

针对1000kV变压器的结构特点，按照1000kV晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程电气设备交接试验标准的要求，现场测量绕组连同套管的直流电阻，选取试验电流为1000kV绕组测试电流2.5A，其他绕组测试电流5A，避免了因大电流长时间直流电阻测试，给变压器充电，使变压器铁芯中残留严重剩磁的问题。变压器直流电阻测试后，铁芯磁化会残留剩磁，难以自然消除，而且剩磁的大小难以确定，现场保守的做法是对变压器铁芯专门的去磁。荆门站在常规交接试验后、投运前、历年年度检修后均做过变压器消磁试验。现场使用的是，对绕组施加直流电流，并不断正序反序变换极性，幅值逐次减小，相当于逐次缩小铁芯的磁滞回环以消除剩磁。特高压变压器的试验技术：第64页/共111页四、先进性和创新点2、多次测量铁心和夹件的绝缘电阻为了控制变压器安装环节，防止变压器多点接地，在变压器安装就位后破氮前、内检后注油前、注油静放后分别测量铁心和夹件的绝缘电阻，以检查安装环节铁心是否一点接地，引出线是否接地。特高压变压器的试验技术：第65页/共111页四、先进性和创新点3、取油样：

针对1000kV变压器油样颗粒度要求高的特点，5μm～100μm的颗粒度≤2000/100mL无100μm以上颗粒。现场取样采取了设置取样棚、取样前放油、专用颗粒度取样瓶等一系列措施保证试验数据的可信度。特高压变压器的试验技术：第66页/共111页四、先进性和创新点

1、通过弹簧位移测量流体压力1000kV断路器机构未设置压力表，通过测量操作压力对应的弹簧位移来测量流体压力特性、操作压力损耗值。流体压力特性测量：泵运行时压力上升阶段和泵停止时压力下降阶段测量断路器3个固有闭锁节点压力、泵停止压力、安全阀打开压力、安全阀关闭压力和泵启动压力。操作压力损耗值测量：将蝶簧压力打到满压位置，进行合、分及自动重合闸操作，通过测量蝶簧动作的位移来实现操作压力损耗的测量。

1000kVHGIS的试验技术：第67页/共111页四、先进性和创新点2、特定操作的检查1000kV断路器机构特定操作的检查试验方法较500kV设备，增加了特定操作的检查。将蝶簧压力打到满压，分别串入3个固有闭锁节点，即在合分闭锁节点进行一次合分操作，记录操作前后的控制电源电压值和剩余压力对应的位置，保证对分闸最低功能有裕度；在分闸闭锁节点进行一次分操作，记录操作前后的控制电源电压值和剩余压力对应的位置，保证能分闸；在自动重合闸闭锁节点进行一次自动重合闸操作，记录操作前后的控制电源电压值和剩余压力对应的位置，保证对分闸最低功能有裕度。1000kVHGIS的试验技术：第68页/共111页四、先进性和创新点1000kVHGIS的试验技术：3、1000kVHGIS回路电阻在安装的过程中逐段测试

为保证荆门工程现场安装的质量，根据产品现场安装顺序，采取分段测量的方式测量主回路电阻。测试前检查主回路无接地，测试采用直流压降法，待测点两端施加直流电流300。测量过程可以在空气中进行，也可以在充入SF6气体后进行，但不能在真空状态下进行。第69页/共111页四、先进性和创新点4、测量隔离开关、接地开关的时间特性1000kVHGIS的隔离开关接地开关试验项目相比与500kV设备，其操作试验增加了分、合闸时间的测量。为了满足规程的要求，现场采用了时间测量范围范围达到6.5s，分辨率0.1ms，精度0.01%读数±0.1ms的开关特性测试仪，在100%额定操作电压SF6压力0.58MPa下测量。1000kVHGIS的试验技术：被试设备项目试验方法技术要求测试设备隔离开关分闸时间100%额定操作电压SF6压力0.58MPa≤1.5s

TM1600开关特性测试仪合闸时间≤1.5s

接地开关分闸时间≤3.0s

合闸时间≤3.0s

第70页/共111页四、先进性和创新点1000kVCVT的试验技术：1、中压外引，外高压内标准测量500kV及以下电容式电压互感器一般为叠装式，耦合电容的高压下节与中压都在电容器最下节，现场测量耦合电容器的电容量及介损角的时候采用自激法，以CVT中间变压器作为试验变压器，并由其二次侧加压进行激励，一次侧感应出高压作为电源，分别测量高压电容下节及中压电容的电容量及介损。而1000kV电容式电压互感器中压连线可以断开，使用山东泛华AI-6000E型介损仪，在中压引出线加压，正接法接线。由于中压分压电容的电容量大，均大于376893pF，而AI-6000E提供内高压最大输出电流200mA，电容量范围测量3pF~60000pF/10kV60pF~1μF/0.5kV不能满足要求，现场采用12000VA试验变压器提供额定8kV外高压进行。第71页/共111页湖北省电力公司电力试验研究院

2012年9月

第二章特高压变电站设备特殊试验技术第72页/共111页

根据国网公司特交流【2011】96号《关于特高压交流试验示范工程扩建工程主设备交接试验工作分工安排的通知》，湖北省电力公司电力试验研究院承担了特高压交流试验示范工程扩建工程的荆门站主设备特殊交接试验，主要包括:（1）1000kV2＃变压器特A、B、C三相、备用相特殊试验（包括变压器绕组连同套管的直流泄漏电流、变压器空载试验、变压器短路试验、变压器绕组频率响应试验、变压器绕组连同套管的外施耐压试验、变压器绕组连同套管的长时感应耐压带局部放电试验),（2）1000kVHGIS耐压试验,（3）1000kV避雷器直流参考电压试验,（4）1000kV套管式CT的励磁特性校验,（5）全站接地电阻测量试验,（6）支柱绝缘子探伤,（7）荆门特高压站2#主变交接油试验分析,（8）SF6气体抽检,（9）1000kV变压器噪声测量,（10）1000kV避雷器运行电压下的持续电流测量第73页/共111页下面我们分两个主要部分讲解：

1000kV特高压交流变压器现场局部放电试验技术研究

交流特高压1100kVH-GIS现场交流耐压试验技术第74页/共111页1000kV特高压交流变压器现场局部放电试验技术研究第75页/共111页一、内容简介国家电网公司1000kV晋东南-南阳-荆门特高压交流试验示范工程是中国首个特高压交流输变电工程。1000kV特高压电力变压器是该工程的核心设备之一，为检查长途运输和现场安装后设备的绝缘状态，根据国家电网公司《1000kV晋东南－南阳－荆门特高压交流试验示范工程电气设备交接试验标准》等技术规范的要求，1000kV交流特高压变压器在现场安装完成后必须进行绕组连同套管的感应电压试验带局部放电试验。第76页/共111页1000kV交流特高压电力变压器的现场局部放电试验在世界范围内尚属首次，基于特高压变压器的分体式结构，现场分别对变压器本体(电压等级:1000kV)和调压补偿变(电压等级:110kV)进行局部放电试验，技术难度很大：二、技术现状第77页/共111页①特高压变压器本体试验电压高，要求现场试验设备的电压高；②特高压变压器本体单台容量大、空载损耗大，要求补偿电抗器补偿容量大、试验用机组和试验变压器容量大；③交接试验标准要求高，要求试验装置和回路自身局部放电量小；④现场试验环境差，影响因素多，极易对局部放电试验结果造成影响。第78页/共111页三、技术原理特高压交流变压器的调压方式为中性点外加调压变压器方式，主变和调变在箱体外部连接，两者之间没有油路和磁路的联系，根据这样的特点，确定产品的试验方式。第79页/共111页特高压交流变压器现场局部放电试验采用TFWZP800/250中频发电机组作为试验电源，输出电压0～1200V连续可调，供给1台180kV/1200V、容量600kVA中间变压器低压侧，中间变压器高压侧对被试特高压交流变压器的低压侧单边施加试验电压，补偿电抗器在被试变压器低压侧补偿容性无功。第80页/共111页主变局放试验接线图：第81页/共111页局部放电试验时要求的各侧电压：试验电压U1U2U3U4高压端对地电压1079.6kV952.6kV825.6kV698.6kV中压端对地电压539.8kV476.3kV412.8kV349.3kV低压绕组输入电压195.9kV172.9kV149.8kV126.8kV感应倍数1.781.571.361.15第82页/共111页(1)成功开发和研制了移动式1000kV特高压变压器现场局部放电试验系统，该系统目前在国内外现场应用中容量最大，具有局部放电量小、波形稳定、安全可靠、配置灵活、普遍适用等特点。试验系统在国内率先使用分布式、多类型电抗器作为补偿单元。可灵活有效地实现对被试变压器的合理补偿，不仅满足现阶段各台1000kV特高压变压器的现场局部放电试验需要，而且能满足各种类型电力变压器的现场局部放电和感应耐压试验需要，具有配置灵活、广泛适用等特点。四、先进性和创新点第83页/共111页(2)提出了1000kV特高压变压器现场局部放电试验的干扰抑制措施和干扰分析排除方法，对特大型变压器的现场局部放电试验具有重要的指导意义和参考价值。(3)完成世界首台1000kV特高压变压器现场局部放电试验，并在在

试验电压下，圆满完成国际首例特高压变压器本体联合调压补偿变压器的整体现场局部放电试验，具有较大创新性。第84页/共111页五、工程应用分析为探索使用调压补偿变作为中间变对主变本体进行局放试验的可行性，同时深入分析和研究该试验方式对低压闪动脉冲的影响，在国网特高压建设部的组织下，经设备制造厂特变电工沈阳变压器集团有限公司同意，于2008年10月14日进行联合调压补偿变的主变整体局部放电试验。第85页/共111页试验采用250Hz/800kVA中频发电机组作电源，输出电压0~1200V连续可调，供给第一级中间变压器。现有的调压变压器作为第二级中间变压器，其调压变压器励磁绕组给主变压器供电，发电机经第一级中间变压器升压后给调压变压器的调压绕组供电。由于被试品在250Hz下为容性，为保证发电机输出为感性，在第一级中间变压器的高压侧采用电抗器进行补偿，确保发电机的负载为感性。第86页/共111页试验电压U1(1.5Um/)U2(1.3Um/)U3(1.1Um/)主变变压器低压绕组输入电压Ua1-x1172.9kV149.8kV126.8kV调压补偿变压器低压绕组输出电压Ua-x172.9kV149.8kV126.8kV调压补偿变压器调压绕组输入电压UAO2-AO43.78kV37.9kV32.1kV被试变压器各端电压：第87页/共111页A02端加压，a端子与a1端子相连，x2接地，x悬空，监测A、Am、a1各端子局放。

电压下10分钟，

电压下5分钟，A端局放20pC、Am端局放100pC、a1端局放200pC。实践证明，使用调压补偿变对主变本体进行局放试验是可行的，由于调压补偿变高低压之间的局放信号传递比为50以上，可有效减少试验回路对特高压变压器局放测量的影响。第88页/共111页六、技术发展趋势局部放电试验是变压器最重要的试验项目，其成功不仅标志着特高压交流变压器制造安装工艺及整体绝缘水平已达到规程要求，而且标志着我国已掌握特高压、大容量交流变压器从设计、制造、试验、运输、安装到交接试验的全套技术。第89页/共111页-90--90-交流特高压1100kV

H-GIS现场交流耐压试验技术第90页/共111页-91-

对GIS实施现场绝缘试验的目的是为了检查GIS安装后的绝缘性能，以评估可能在将来导致内部故障的偶然原因（如错误的紧固、处理、运输、储存和安装期间的损坏、存在异物等）。

特高压开关设备现场绝缘试验对我国特高压工程意义重大，是确保特高压工程如期投产的重要节点因素之一。-91-GIS现场绝缘试验的意义第91页/共111页-92-荆门站H-GIS参数额定频率：50Hz额定电压：1100kV

额定电流：主母线：8000A分支母线及设备：4000A

额定峰值耐受电流：135kA额定短时耐受电流：50kA

额定雷电冲击耐受电压（峰值）：

相对地：（1.2/50μs）2400kV

断口间：（1.2/50μs）2400+900kV

额定操作耐受电压（峰值）：

相对地：（250/2500μs）1800kV

断口间：（250/2500μs）1675+900kV

工频耐受电压（方均根值）：

相对地：1100kV

断口间：1100+635kV

单相电容量：约8000pF

出厂日期：2008年10月第92页/共111页-93-荆门站H-GIS试验的难点1、全新设计，未知因素多

2、部件繁杂，缺陷几率高

3、制造周期长，工期风险大第93页/共111页-94-试验回路选择

由于被试品电容量大，电压高，通过研究，课题组确定本次1100kV特高压开关设备现场绝缘试验加压采用变频串联谐振方法进行，该方法具有体积小、质量轻、所需电源容量小等诸多优点。并且，一旦试品闪络时，由于电路失去谐振条件，电源输出电流自动减少，试品两端的电压骤然下降，不会产生过电压、放电能量小，因此被试品受到的影响和损害很小。第94页/共111页-95-试验设备选型和整体参数选择

A、成套装置输出电压选择

对试验设备选择时，首先考虑能够满足荆门特高压开关设备绝缘试验的需求，按极端情况考虑，现场耐压试验电压值按出厂电压值考虑为1100kV，保留一定裕度，成套耐压装置额定输出电压为1200kV。

B、成套装置输出电流选择

按照GIS加压时单相最大电容量8000pF，三相同时加压试品电容为24000pF、电压升至880kV进行估算高压电流。第95页/共111页-96-试验设备选型和整体参数选择

a、额定输入电压：380V±15%(三相)

b、额定频率：50Hz

c、额定输出电压：1200kV

d、额定电流：6A

e、变频柜额定容量：450kW

f、输出相数：单相

g、频率可调范围：30Hz-300Hz

h、频率调节灵敏度：≤0.1Hz，

i、频率不稳定度≤0.05％。

j、输出波形为正弦波：波形畸变率≤1％

k、绝缘水平：1.2倍额定电压下耐压1min

l、噪音水平：≤85dB

m、允许运行时间：额定输出电流下允许运行时间90min

n、品质因素：Q>70

o、成套装置800kV下局放量≤5pC，960kV下局放量≤50pC第96页/共111页-97-单节高度和整体高度的控制

在设计1200KV谐振试验装置时，对高压谐振电抗器和测量分压电容，必须尽可能的控制（降低）其高度。单节设计高度约1800mm，均匀环的高度为3000mm，高压谐振电抗器或测量分压电容的整体高度为：1800*4+3000=10200mm第97页/共111页-98-电抗器具体参数

电抗器采用环氧浇注绝缘筒外壳，为空芯、油浸自冷式结构，总节数为4节。环氧浇注绝缘筒外壳，具有足够的电气、机械强度以及油热胀冷缩的裕度；外壳上下盖板采用绝缘板，以减少涡流产生的损耗和温升。电抗器配备可靠的起吊专用工具。电抗器底座支架具有足够的机械强度和稳定性，且能调节水平，易于拆装，便于运输。单节谐振电抗器高度控制在1800mm（额定电流6A）左右。单节电抗器额定电压下局放小于5pC，电感量控制为170H，单节额定电压300Kv，共4台，在额定容量下，温升小于65度。